Узбекистан является одной из ведущих стран мира по запасам угля. Ангренское угольное месторождение одно из крупнейших в Центральной Азии, на его долю приходится 85 процентов добываемого в нашей стране твердого топлива

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СЖИГАНИЯ БУРНОГО УГЛЯ НА ТЭС.

2.1 Исследование процесса сжигание с применение отходных масел.

Композиционное жидкое топливо представляет смесь трех и более компонентов: мелкодисперсный уголь (угольная пыль) или отходы углепереработки (фильтр-кек), вода, жидкое горючее вещество, масло или другой нефтепродукт, пластификатор. В настоящей диссертационной работе использовались угли низкой и средней степени метаморфизма, а также продукты их переработки и углеобогащения. Размеры частиц варьировались от 40 до 200 мкм. Также в качестве твердого компонента может применяться углеродный остаток, образующийся при пиролизе автомобильных шин (11). В проведенных экспериментах рассмотрены возможности применения отходов углеобогатительных фабрик (фильтр-кеков), содержащих частицы мелкодисперсного угля (размеры около 100 мкм). Используемые в экспериментах угольные шламы получены в результате промывания каменной угольной породыводным раствором. Применяемый метод обогащения угля (метод флотации ) реализуется в специальных емкостях и фильтр-прессах. Образующаяся припромывке и отжиме угольная смесь является фильтр-кеком.

В качестве жидкого горючего компонента топливных суспензий могут использоваться отходы продуктов нефтяного происхождения: отработанные масла двигателей внутреннего сгорания, энергоустановок (турбин, насосов, компрессоров), механизмов (трансмиссии, редукторов, гидроприводов), масла растительного происхождения (касторовое, рапсовое, пальмовое) и др.

В таблицах 2–5 приведены основные свойства исследованных компонентов КЖТ :

1. Бурый уголь марки «Б2», разрез «Ангренкий» и “Апатак” Ташкентской области.

Жидкие горючие компоненты КЖТ:

1. Автомобильное моторное масло Total 9000 отработанное.

2. Турбинное масло отработанное (марка Тп-22с по ТУ 38.101.821-2001).

3. Трансформаторное масло отработанное (марка ТСП по ГОСТ-76).

4. Мазут (марка М-100 по ГОСТ 105.85-99).

5. Касторовое масло отработанное (из манометра грузопоршневого МП-60).

6. Компрессорное масло отработанное (марка К-19).

7. Керосин (марка ТС-1).

8. Рапсовое масло (растительное)

Таблица 2. Результаты технического анализа угольных компонентов

	W^a ,%	A^d ,%	V^daf ,%	Q^as,v , МДж/кг
1	14,11	4,12	47,63	22,91
	2,05	14,65	27,03	29,76
	10,09	8,52	40,19	24,82
	-	57,67	45,24	20,9
	-	26,46	23,08	24,83
	-	36,99	41,47	19,24
	-	33,82	43,11	22,16
	-	50,89	30,16	15,23
	-	21,20	16,09	26,92

Таблица 3. Элементарный состав угыльных компонентов

	С^daf,%	H^daf, %	N^daf ,%	S^dt ,%	O^daf,%
	73,25	6,516	0,74	0,435	18,99
	79,79	4,486	1,84	0,868	12,70
	77,46	6,253	2,27	0,347	13,64
	73,16	4,999	2,60	0,645	18,60
	87,20	5,090	2,05	1,022	4,46
	73,27	4,904	0,02	0,218	21,59
	75,12	4,638	0,02	0,226	19,99
	87,47	5,039	2,15	0,444	4,77
	90,13	4,255	2,31	0,441	2,77

Таблица 4. Резултаты анализа характеристик образцов кеков

	Массовая доля сухого угля%	Q^as,v , МДж/кг
1 (влажный)	56,5	14,03
2(влажный)	43,2	8,31
3(влажный)	47,2	10,41
4(влажный)	62,1	9,46
5(влажный)	60,9	16,42
6(влажный)	62,0	12,91

Увеличение общемировых объемов потребления нефти и нефтепродуктов,применяемых в современных технологиях (в том числе на энергетических предприятих), ведет к интенсивному увеличению объемов отработанных масел или других горючих жидкостей (отходов), которые требуют своевременной утилизации (наиболее рациональный по экологическим, энергетическим и экономическим причинам способ – сжигание на ТЭС в составе водосодержащих суспензий), направленной на улучшение экологической обстановки и охраны природы (16).

Анализ статистических данных показывает, что объемы отработанных моторных масел ежегодно составляют 30–40 млн. тонн , отработанных энергетических масел 32–35 млн. тонн (2), нефтешламов 60 млн. тонн .

Использование различных горючих жидкостей (в том числе отработанных растительных масел и других горючих компонентов) обусловлено выбором в качестве добавки к ВУТ низкосортного угля или отходов углепереработки (ОВУТ или КЖТ).

Таблица 5. Результаты анализа характеристик жидких горючих

	Плотность при T=293 К, кг/м	W^a ,%	A^a ,%	Tf, %	Ting,K	Q^as,v , МДж/кг
1	861	0,28	0,78	405	491	44
2	868	-	0,03	448	466	4,99
3	877	-	-	421	442	44,98
4	1000	6,12	4,06	438	513	39,4
5	961	0,08	0,013	558	586	36,73
6	887	-	0,023	458	502	45,2
7	885	-	-	303-333	573	43,8
8	911	0,28	0,03	515	590	39,52

Для увеличения продолжительности сохранения структурной вязкости и замедления процесса расслоения топливных композиций в составе КЖТ использовался пластификатор «Неолас», свойства которого приведены в табл.

6. Концентрация вводимой добавки составляла 0,5–1 %. Данная технология хранения топливных композиций в резервуарах позволяет использовать их в течение продолжительного времени.

Таблица 6. Основные характеристики пластификатора

показатель	значение
Внешний вид Содержение ПАВ,% масс. рН раствора плотност при Т-293 К, кг/м^3	Безцветная жидкость 25 6,5 954

2.2 РАСЧЁТ СЖИГАНИЕ ТВЁРДОГО ТОПЛИВО.

ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОГО КОТЛА KЕ-25-14C
Котел KЕ-25-14c предназначен для производства насыщенного пара, идущего на технологические нужды промышленных предприятий, в системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Топочная камера котла шириной 272 мм полностью экранирована (степень экранирования Нл/ ст =0,8) трубами d=51х2,5мм. Трубы всех экранов приварены к верхним и нижним камерам d219x8мм. Топочная камера по глубине разделена на два объемных блока. Каждый из боковых экранов (правый и левый) переднего и заднего топочных блоков образует самостоятельный циркуляционный контур. Верхние камеры боковых экранов в целях увеличения проходного сечения на входе в пучок расположены ассиметрично отпосительно оси котла. Шаг труб боковых и фронтового экранов – 55 мм, шаг труб заднего экрана – 100 мм, трубы заднего экрана выделяют из топочного объма камеру догорания, на наклонном участке труб уложен слой огнеупорного кирпича толщиной 65мм. Объем топочной камеры -61,67 м³.

Для улучшения циркуляционных характеристик фронтового экрана на нем устанавливаются три рециркуляцинные трубы d89х4мм. Площадь лучевоспринимающей поверхности нагрева - 92,10м².

Третьим блоком котла является блок конвективного пучка с двумя барабанами (верхним и нижним) внутренним диаметром 1000мм. Длина верхнего барабана 7000мм, нижнего – 5500мм. Толщина стенки барабана котла - 13мм, материал - сталь 16ГС. Ширина конвективного пучка по осям крайних труб 2320мм. В таком пучке отсутствуют пазухи для размещения пароперегревателя, что существенно улучшает омывание конвективного пучка.

Конвективный пучок выполнен из труб d51x2,5мм. Поперечный шаг в пучке составляет 110 мм, продольный - 90мм. Площадь поверхности нагрева конвективного пучка равна 417,8м². Первые три ряда труб на входе в пучок имеют шахматное расположение с поперечным шагом S =220мм. Удвоение величины шага по сравнению с остальными рядами позволяет увеличить проходное сечение на входе в пучок, частично перекрытое потолком потолочной камеры.
Хвостовые поверхности состоят из одноходового по воздуху воздухоподогревателя с поверхностью нагрева 228 м², обеспечивающего нагрев воздуха до 180 ⁰С и установленного следом за ним по ходу газов чугунного экономайзера с поверхностью нагрева 646 м².

Для сжигания каменных и бурых углей под котлом устанавливается механическая топка ТЧЗ-2,7/5.6. Активная площадь зеркала горения равна 13,4 м². Решетка приводится в движение при. Помощи привода ПТ-1200, обеспечивающего 8 ступеней регулирования скорости движения в приделах 2,8 - 17,6 м/ч. Дутьевой короб под решеткой разделен на четыре воздушные зоны. Подача воздуха регулируется при помощи поворотных заслонок на воздуховодах. Котельная установка оборудована системой возврата уноса и острого дутья. Выпадающий в конвективном пучке унос оседает в четырех зольниках и возвращается в топочную камеру для дожигания при помощи воздушных эжекторов по прямым трубкам d76мм через заднюю стенку, восемь сопл острого дутья d2 мм расположены в задней стенке топки на высоте 1400мм от решетки.

Исходные данные и выбор коэффициента избытка воздуха

Ведем расчет котлоагрегата применительно к условиям проектируемого объекта: уголь со следующими характеристиками

С^Р=55,2%, Н^Р=3,8%, О^Р=5,8%, W^Р=1,0%, S^Р=3,2%, А^Р=23%, N^P=8%, Q^P_H=22040КДж/кг, V^Г=40%,

Величины коэффициента избытка воздуха за каждой поверхностью нагрева определяем последовательно

_n=_i+

где _i - коэффициент избытка воздуха предыдущего газохода

 - нормативный присос воздуха
Таблица7. Коэффициенты избытка воздуха

№ п/п	Газоход	Коэффициент избытка воздуха за топкой.		n
1	Топка	1,35	0,1	1,35
2	Конвективный пучок		0,1	1,45
3	Воздухоподогреватель		0,08	1,53
4	Водяной экономайзер		0,1	1,63

Расчет обьемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания

Расчет теоретического объема воздуха

V₀=0,0889*(С^р+0,375*S^р_огр+к)+0,265*Н^р-0,0333*О^р

V₀=0,0889*(55,2+0,375*3,2)+0,265*3,8-0,0333*5*8=5,83 м³/кг

Расчет теоретических обьемов продуктов сгорания при =1 м³/кг

V^O_RO2=1,866*(C^P+0,375S^р_огр+к)/100=1,866*(55,2+0,375*3,2)/100=1,0524

V^O_NO2=0,79*V+0,08*N^p=0,79*5,83+0,008*1=4,612

V^O_H2O=0,111Н^Р+0,0124W^Р+0,0161V⁰=0,111*3,8+0,0124*8+0,0161*5,83=0,6148
Таблица 8 Характеристики продуктов сгорания

№	Величина	Ед. изм.	Газоходы
1		3	4	5	6	7
1	Коэффициент избытка воздуха за топкой	Т	1,35
2	Нормативный присос		0,1	0,1	0,08	0,1
3	Коэффициент избытка воздуха за газоходом	n	1,35	1,45	1,53	1,63
4	Объем трехатомных газов. VRO2=V^0RO2	м^3/кг	1,0524	1,0524	1,0524	1,0524
5	Объем двухатомных газов. VN2=V^0N2+0.0161*V^0	-“-	6,943	7,526	8,109	8,285
6	Объем водяных паров VH2O=V^0H2O+0,0161(- -1)* V^0	-“-	0,652	0,662	0,671	0,674
7	Суммарный объем дымовых газов VГ=VRO2+VN2+VH2O	-“-	8,647	9,24	9,832	10,0114
8	Объемная доля трехатомных газов rRO=VRO2/VГ	-“-	0,122	0,114	0,107	0,105
9	Объемная доля водяных паров rH2O=VH20/VГ	-“-	0,197	0,186	0,176	0,077
10	Концентрация золы в дымовых газах, =А^р*ун/100*Vг	-“-	3,99	3,73	3,51	3,29

Таблица 9. Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива, КДж/кг

, С	I^0=(ctв)*V^0	I^0RO2=(c)RO2* *V^0RO2	I^0N2=(c)N2*V^0N2	I^0H2O=(c)H2O* *V^0H2O	I^0
1	2	3	4	5	6
30	39*5,83=227,2
100	132*5,83=769,3	169*0,054= 187,13	4,62*130= 600,6	151*0,616= 92,87	871,596
200	286*5,83=1550,3	357*1,05= 376,3	260*4,62= 1201,2	304*0,615= 186,96	1764,44
300	403* …=2348,68	559* … 589,10	392*…1811,04	463*…284,75	2674
400	542*…=3158,76	772*…=813,69	527*…=2434,74	626*…=384,99	3633,42
500	664*…=3986,35	996*…=1049,78	664*…=3067,68	794*…=488,31	4605,89
600	830*…=4837,24	1222*…= 1287,99	804*…=3714,48	967*…=594,71	5597,18
700	979*…=5705,61	1461*…= 1539,89	946*…=4370,52	1147*…=705,41	6615,82
800	1130*…=6585,64	1704*…= 1796,02	1093*…= 5049,66	1335*…=821,03	766,71
900	1281*…=7465,67	1951*…= 2056,35	1243*…= 5742,66	1524*…=937,26	8736,27
1000	1436*…=8369,01	2202*…= 2320,91	1394*…= 6440,26	1725*…= 1060,86	9822,05
1200	1754*…=10222,31	2717*…= 2863,72	1695*…= 7890,9	2131*…= 1310,57	12005,19
1400	2076*…=12098,9	3240*…= 3414,96	2009*…= 9281,58	2558*…= 1573,17	14269,71
1600	2403*…=14004,66	3767*…= 3970,42	2323*…= 10792,28	3001*…= 1845,62	16548,3
1800	2729*…=15904,61	4303*…= 4535,36	2648*…= 12206,04	3458*…= 2126,67	18868,07
2000	3064*…=17856,9	4843*…= 5104,52	2964*…= 13963,68	3926*…= 8414,49	21212,69

Таблица 10. Энтальпия продуктов сгорания в газоходах

, С	I^0в, КДж/кг	I^0г, КДж/кг	Газоходы и коэф-ты избытка воздуха
			Т=1,35	kr=1,45	эк=1,53	вп=1,63
			Iг	Iг	Iг	Iг
1	2	3	4	5	6	7
30	227,2
100		871,596			1007,9	1015
200		1764,44			1900,76	1964
300		2674,98			2811,3	2870
400		3633,42		3747,02	3754
500		4605,89		4719,49
600		5597,18		5710,49
700		6615,82		6729,42
800		7666,71		7780,31
900		8736,37		8849,87
1000		9822,05	9912,93	9935,65
1200		12005,19	12096,07
1400		14289,71	14360,59
1600		16548,3	16639,18
1800		18868,07	18958,95
2000		21212,69	21303,57
2200		23557,3	23648

Таблица 11. Расчет теплового баланса теплового агрегата

Наименование	Обозначения	Расчетная ф-ла, способ опр.	Единицы измерения	Расчет
1	2	3	4	5
Распологаемая теплота	Q^pp	Q^pp=Q^pн	КДж/Кг	22040
Потеря теплоты от мех. неполн. сгорания	q3	по табл.	%	0,8
Потеря теплоты от мех. неполноты сгорания	q4	по табл.	%	5
Т-ра уходящих газов	ух	исх.данные	^oC	135
Энтальпия уходящих газов	Iух	По Iv- табл.	КДж/Кг	1320
Т-ра воздуха в котельной	tхв	по выбору	^oC	30
Энтальпия воздуха в котельной	I^0хв	По Iv- табл.	КДж/Кг	227,2
Потеря теплоты с уход. газами	q2		%	(1320-1,63x227)* *(100-5)/(22040)= =6,25
Потеря теплоты от нар. охлажден.	q5	принимаем	%	3,8
Потеря с физ. теплом шлаков	q6	ашл*Iз*А^р/Q^рн	%	0,15*1206* *23/22040=0,19
Сумма тепл. Потерь	q		%	6,25+0,8+5+3,8+ +0,19=16,04
КПД катлоагрегата		100-Q	%	100-16,04=83,96
Коэф. Сохранения теплоты		1-q5/(+ q5)		1-3,8/(83,96+3,8)= =0,957
Производительность агрегата по пару	D	по заданию	Кг/с	25/3,6=6,94
Давление раб. тела	P	по заданию	МПа	1,4
Т-ра рабочего тела	tнп	по заданию	^oC	195
Т-ра питательн. воды	tпв	по заданию	^oC	104
Удельная энтальпия р.т.	iнп	По Iv- табл.	КДж/Кг	2788,4
Удельная энт. питат. воды	iпв	По Iv- табл.	КДж/Кг	439,4
Значение продувки	n	по задан.	%	4,8
Полезно исп. теплота вагрегате	Q1	D*(iнп-iпв)+n* *D(Iкв-Iнп)	кВт	Q=6,94*(2788,4-439,4)+0,048*6,94*(830-439,4)= =16432,3
Полный расход топлива	В	Q1/Q^рр	Кг/с	16432,3/0,8396* *22040=0,88
Расчетный расход	Вр	В*(1-q4/100)	Кг/с	0,88*(1-5/100)= =0,836

Таблица 12. Сводная таблица теплового расчета парового котла КЕ-25-14с

№	Наименование	Обозначение	Ед. изм.	Расчетное значение
	Тепловой баланс
1.	Распологаемая теплота топлива	Q^рр	КДж/Кг	22040
2.	Температура уходящих газов	ух	^oC	135
3.	Потеря теплоты с уходящими газами	q2	%	6,25
4.	К.П.Д.		%	83,96
5.	Расход топлива	Bр	Кг/с	0,836
	Топка
1.	Температура воздуха	tв	^oC	120
2.	Теплота, вносимая воздухом	Qв	КДж/Кг	346,6
3.	Полезное тепловыделение	Qт	КДж/Кг	22126,4
4.	Температура газов на выходе	т	^oC	1050
5.	Энтальпия газов на выходе	Iт	КДж/Кг	10458,7
6.	Тепловосприятие	Qт	КДж/Кг	11202,9
	Конвективный пучок
1.	Температура газов: на входе на выходе	^’ ^’’	^oC ^oC	1050 400
2.	Энтальпия газов: на входе на выходе	I^’ I^’’	КДж/Кг КДж/Кг	104587 3747
3.	Тепловосприятие поверхности нагрева	Q^бкп	КДж/Кг	7663,1
	Воздухоподогреватель
1.	Температура газов: на входе на выходе	^’ ^’’	^oC ^oC	400 270
2.	Энтальпия газов: на входе на выходе	I^’ I^’’	КДж/Кг КДж/Кг	3747 2538
3.	Температура воздуха: на входе на выходе	t^’в t^’’в	^oC ^oC	30 115
4.	Энтальпия воздуха: на входе на выходе		КДж/Кг КДж/Кг	227,2 869,7
5.	Тепловосприятие поверхности нагрева	Q^бвп	КДж/Кг	828,7
	Экономайзер
1.	Температура газов: на входе на выходе	^’ ^’’	^oC ^oC	270 135
2.	Энтальпия газов: на входе на выходе	I^’ I^’’	КДж/Кг КДж/Кг	2538 1320
3.	Тепловосприятие поверхности нагрева	Q^бэк	КДж/Кг	1241

Расчетная невязка теплового баланса парогенератора, КДЖ/кг

Q=Q^р_р*-(Q^т_л+Q_кп+Q_эк)*(1-Q₄/100)

Q = 22040*0,8396-(11202,9+7663,1+1241)*(1-5/100)=59,7

Q/Q^р_р = 59,7/22040*100 = 0,27% 0,5%
2.3 ПРИМЕНЕНИЕ ПРЕДЛОГОЕМОГО МЕТОДА ТЕПЛО ЭЛЕКТР СТАНЦИЯХ.

На основании проведенного анализа сформулированы задачи исследо-вания:

1. Разработка методик экспериментального и численного исследования но-вой технологии использования на ТЭС КЖТ с учетом особенностей горения КЖТ, изменения энергии активации, требований по установке циклонных предтопков.

2. Экспериментальное исследование горения КЖТ в циклонном предтопке. Определение характерных особенностей работы ЦП, условий воспламенения КЖТ, основных влияющих параметров.

3. Разработка расчетной модели горения КЖТ в топках котлов на основе использования математических моделей CFD, формирование алгоритма расче-та, математическое моделирование горения КЖТ в циклонном предтопке и топке котла, оснащенного циклонным предтопком.

4. Разработка рекомендаций по выбору конструктивно-компоновочных и расходно-термодинамических параметров циклонных предтопков.

5. Разработка параметров режимов горения КЖТ в циклонных предтопках.

6. Оценка технико-экономических показателей новой технологии использо-вания КЖТ на ТЭС с котлоагрегатами, оснащенными ЦП.

Рис. 5. Схема использования КЖТ на ТЭС: БДТ- бункер дробленого топлива; Д- дезинтегра-тор; СМ- смеситель; К- кавитатор; Б- бак запаса КЖТ; ЦП- циклонный предтопок, ЗУ- золо-уловитель, Т- трансформатор.

Во второй главе изложена разработанная методика исследования тех-нологии использования КЖТ на ТЭС.